در مورد روش تعیین سایش خوردگی سازه های فولادی. ارزیابی تاثیر شرایط دمایی ناپایدار بر وضعیت خوردگی خطوط لوله گاز با قطر بزرگ آلمانی روبرتوویچ آسکاروف

480 روبل. | 150 UAH | 7.5 دلار "، MOUSEOFF، FGCOLOR، "#FFFFCC"،BGCOLOR، "#393939");" onMouseOut="return nd();"> پایان نامه - 480 روبل، حمل و نقل 10 دقیقه 24 ساعت شبانه روز، هفت روز هفته و تعطیلات

آسکاروف آلمانی روبرتوویچ. ارزیابی تأثیر شرایط دمایی ناپایدار بر وضعیت خوردگی خطوط لوله گاز با قطر بزرگ: پایان نامه ... داوطلب علوم فنی: 25.00.19 / آلمان روبرتوویچ آسکاروف؛ [محل حفاظت: دانشگاه فنی نفت دولتی اوفا]. - اوفا ، 2014. - 146 ص.

معرفی

1. ایده های مدرن در مورد تأثیر دما بر وضعیت خوردگی خط لوله گاز 8

1.1 شرح مختصری ازفرآیندهای خوردگی در حمل و نقل خط لوله 8

1.1.1 عیوب خوردگی معمولی در لوله فولادی 10

1.2 نقض خواص حفاظتی پوشش عایق 11

1.3 خورندگی خاک 15

1.4 دلایل تشکیل عناصر خورنده در سطح خارجی خط لوله گاز 19

1.4.1 شرایط تشکیل عناصر ماکرو خورنده در سطح خارجی خط لوله گاز 19

1.4.2 تغییر در مقاومت الکتریکی خاک مجاور خط لوله در حین حرکت رطوبت در لایه خورنده خاک 23

1.5 تأثیر نوسانات دما و دما بر وضعیت خوردگی خط لوله گاز 31

1.6 تشخیص خطوط لوله گاز با استفاده از خوک. 32

1.7 مدل هایی برای پیش بینی فرآیندهای خوردگی 34 نتیجه گیری به فصل 1 40

2. ارزیابی تاثیر ضربه ای رطوبت و دما بر فعالیت خورنده خاک های اطراف خط لوله گاز 42

2.1 مدل سازی فیزیکیو انتخاب پارامترهای کنترلی 42

2.2 توضیح کوتاهراه اندازی آزمایشی. 45

2.3 نتایج آزمایش‌ها و تأثیر افزایش فعالیت خورنده خاک‌ها در معرض دمای پالسی 48

2.4 بررسی تأثیر فراوانی نوسانات دما و پارامترهای حرارتی بر خورندگی خاک 58

2.5 وابستگی نرخ خوردگی به دمای میانگینبا انتقال حرارت ناپایدار 67

نتیجه گیری فصل 2 70

3. پیش بینی وضعیت خوردگی خط لوله گاز بر اساس داده ها تشخیص عیب در خط 71

3.1 معیارهای ارزیابی خطر خوردگی. 71

3.2 تجزیه و تحلیل وضعیت خوردگی بخش خط لوله گاز با توجه به داده های تشخیص عیب در خط 74

3.2.1 مشخصات خط لوله گاز قطعه 74

3.2.2 تجزیه و تحلیل نتایج VTD. 75

3.3 شکل گیری و سرعت توسعه مراکز خوردگی روی خطوط لوله با عایق فیلم. 80

3.4 پیش بینی خوردگی نقص لوله های با قطر زیاد. 85

نتیجه گیری فصل 3. 100

4. توسعه روشی برای رتبه بندی بخش های خط لوله گاز با توجه به درجه خطر برای تعمیر آنها 102

4.1. روش رتبه بندی مقاطع خط لوله گاز بر اساس درجه خطر 101

4.1.1 VTD خطوط لوله گاز هنگام رتبه بندی بر اساس درجه خطر 101

4.1.2 شفاف سازی شاخص های یکپارچه برای تعیین بخش های خطوط لوله گاز که برای تعمیر قرار داده شده اند. 103

4.2 تشخیص جامع پوشش عایق و وسایل ECP 104

4.2.1 عوامل خطر برای آسیب خوردگی خطوط لوله. 105

4.2.2 مثالی از محاسبه شاخص مختلط خورندگی 106

4.3 محاسبه نوسانات دما در خطوط لوله گاز با قطرهای بزرگ 107

4.4 شاخص انتگرال کل. 109

4.4.1 مثالی از محاسبه شاخص انتگرال کل. 110

4.5 کارایی توسعه 113

نتیجه گیری فصل 4. 115

ادبیات 117

معرفی کار

مرتبط بودن کار

طول کل خطوط لوله زیرزمینی اصلی گاز در سیستم گازپروم حدود 164.7 هزار کیلومتر است. مصالح ساختاری اصلی برای ساخت خطوط لوله گاز در حال حاضر فولاد است که دارای خواص استحکام خوبی است، اما مقاومت در برابر خوردگی پایین تحت شرایط دارد. محیط– خاکی که در صورت وجود رطوبت در فضای منافذ، محیطی خورنده است.

پس از 30 سال یا بیشتر از بهره برداری از خطوط لوله اصلی گاز، پوشش عایق پیر می شود و از انجام عملکردهای حفاظتی خودداری می کند، در نتیجه وضعیت خورندگی خطوط لوله گاز زیرزمینی به طور قابل توجهی بدتر می شود.

برای تعیین وضعیت خوردگی خطوط لوله اصلی گاز، در حال حاضر از تشخیص عیب در خط (ITD) استفاده می شود که مکان و ماهیت آسیب خوردگی را با دقت کافی مشخص می کند که امکان ردیابی و پیش بینی شکل گیری و توسعه آنها را ممکن می سازد.

وجود آب های زیرزمینی (الکترولیت خاک) نقش مهمی در توسعه فرآیندهای خوردگی دارد و باید توجه داشت که میزان خوردگی نه در خاک دائماً آبیاری یا خشک، بلکه در خاک با رطوبت دوره ای به میزان بیشتری افزایش می یابد.

مطالعات قبلی رابطه ای بین تغییر ضربه ای در دمای خط لوله گاز و نوسانات رطوبت در لایه خاک خورنده-فعال ایجاد کرده اند. با این حال، پارامترهای کمی اثر دمای پالسی بر فعال شدن فرآیندهای خوردگی مشخص نشده است.

مطالعه تهاجمی خورندگی خاک در مناطق خطوط لوله اصلی گاز تحت قرار گرفتن در معرض حرارت پالس و پیش‌بینی وضعیت خوردگی خطوط لوله برای صنعت حمل و نقل گاز مرتبط است.

هدف کار

توسعه و بهبود روش‌هایی برای تعیین وضعیت خوردگی بخش‌های خطوط لوله اصلی گاز برای خروج به موقع آنها برای تعمیر.

اهداف اصلی:

1 تعیین تغییرات در مقاومت الکتریکی خاک در اطراف خط لوله اصلی گاز و تجزیه و تحلیل ویژگی های فرآیندهای خوردگی در حمل و نقل خط لوله.

2 بررسی در شرایط آزمایشگاهی تأثیر اثرات حرارتی پالسی گاز پمپ شده و رطوبت بر فعالیت خورنده خاک اطراف خط لوله گاز زیرزمینی.

3 بررسی شکل گیری و توسعه عیوب خوردگی در خط لوله اصلی گاز و پیش بینی وضعیت خوردگی آن با توجه به داده های تشخیص عیب درون خطی.

4 توسعه روشی برای رتبه بندی بخش های خطوط لوله اصلی گاز بر اساس پیش بینی وضعیت خوردگی آنها برای تعمیر.

تازگی علمی

1 تغییر تعیین شد و نمودارهای مقاومت الکتریکی خاک بسته به رطوبت در امتداد محیط خط لوله گاز زیرزمینی با قطر بزرگ ترسیم شد.

2 حقیقت فعال شدن فرآیندهای خوردگی با تغییر ضربه ای در دمای گاز پمپ شده در مقایسه با اثر دمای پایدار به طور تجربی ثابت شده است و محدوده دما تعیین شده است که در آن، تحت تأثیر دمای ناپایدار (تکانشی)، حداکثر سرعت، بیشینه سرعتخوردگی

3 تعریف شده است وابستگی عملکردیبرای پیش بینی شکل گیری و توسعه عیوب خوردگی در خطوط لوله اصلی گاز.

ارزش عملی کار

بر اساس مطالعات انجام شده، استاندارد سازمانی RD 3-M-00154358-39-821-08 "روش رتبه بندی خطوط لوله گاز OOO Gazprom transgaz Ufa" بر اساس نتایج تشخیص عیب در لوله آنها را نشان می دهد. برای تعمیر" توسعه داده شد که بر اساس آن بخش های خطوط لوله اصلی گاز بین واحدهای شیر به منظور تعیین ترتیب خروج آنها برای تعمیر رتبه بندی می شوند.

روش های پژوهش

مشکلات مطرح شده در کار با استفاده از تئوری شباهت با مدل سازی شرایط انتقال گرما و جرم یک خط لوله گاز زیرزمینی با خاک اطراف حل شد.

نتایج کار تشخیصی با روش حداقل مربعات با تحلیل همبستگی پردازش شد. محاسبات با استفاده از بسته نرم افزاری StatGraphics Plus 5.1 انجام شد.

برای دفاع گرفته شده است:

نتایج مطالعات تغییرات در مقاومت الکتریکی خاک بسته به رطوبت در امتداد محیط خط لوله اصلی گاز.

نتایج مطالعات آزمایشگاهی اثرات حرارتی پالسی در فعال سازی فرآیندهای خوردگی در یک خط لوله فولادی.

روش رتبه بندی مقاطع خطوط لوله اصلی گاز برای بیرون آوردن آنها برای تعمیر.

انتشارات

نتایج اصلی کار پایان نامه در 30 منتشر شد مقالات علمی، شامل چهار مقاله در مجلات علمی معتبر با داوری همتا توصیه شده توسط کمیسیون عالی گواهی وزارت آموزش و پرورش و علوم فدراسیون روسیه.

ساختار و محدوده کار

شرایط تشکیل عناصر ماکرو خورنده در سطح خارجی خط لوله گاز

تخریب خوردگی فلز در سطح خارجی خط لوله گاز در مکان هایی که پوشش عایق شکسته شده است، علیرغم وجود حفاظت کاتدیخط لوله گاز اغلب این پدیده ها در بخش های اولیه خطوط لوله گاز (10-20 کیلومتر پس از خروج از ایستگاه کمپرسور)، با زمین ناهموار، محدود به دره ها، خندق ها، مکان هایی با رطوبت دوره ای مشاهده می شود.

تجزیه و تحلیل و تعمیم مواد متعدد نشان می دهد که رفتار آب زیرزمینی تحت اثر حرارتی خط لوله گاز بر فعال شدن فرآیندهای خوردگی تأثیر می گذارد که با تأثیر ترکیبی (یا تصادفی) حداقل سه عامل افزایش می یابد:

تغییر ضربه ای در دمای خط لوله گاز؛

نقض پوشش عایق خط لوله گاز؛

قطر خط لوله بزرگ

1. تفاوت اساسی بین قسمت اولیه و قسمت نهایی (در صورت عدم وجود یا پایداری تخلیه گاز در طول مسیر) این است که در قسمت اولیه خط لوله گاز است که نوسانات یا تغییرات ضربه ای در دمای گاز به سمت گاز احساس می شود. بیشترین. این نوسانات هم به دلیل مصرف ناهموار گاز و هم به دلیل نقص سیستم خنک کننده هوا برای گاز عرضه شده به خط لوله گاز رخ می دهد. هنگام استفاده از کولرهای هوا، نوسانات هوا در دمای هوا باعث نوسانات مشابهی در دمای گاز می شود و مانند یک موجبر مستقیماً به قسمت اولیه خط لوله گاز منتقل می شود (این پدیده به ویژه در 20 ... 30 کیلومتر اول مشهود است. خط لوله گاز).

در آزمایشات اسماگیلوف I.G. ثبت شد که موج دمایی 5 0C که به طور مصنوعی با خاموش شدن سیستم خنک کننده هوا در Polyanskaya CS ایجاد شد، با کاهش دامنه به 2 0C به ایستگاه بعدی Moskovo CS منتقل شد. در خطوط لوله نفت، جایی که نرخ جریان یک مرتبه کمتر است، به دلیل اینرسی محصول پمپاژ، این پدیده مشاهده نمی شود.

2. در صورت شکسته شدن پوشش عایق، عناصر ماکروخورنده در سطح خارجی خط لوله تشکیل می شوند. به عنوان یک قاعده، این در مناطقی با تغییر شدید پارامترهای محیطی رخ می دهد: مقاومت اهمی خاک و محیط های خورنده (شکل 1.3 و شکل 1.4).

3. اثر "قطر بزرگ". پارامترهای هندسی خط لوله داغ به گونه ای است که هم دما و هم رطوبت خاک و از این رو سایر ویژگی ها: مقاومت اهمی خاک، خواص الکترولیت های خاک، پتانسیل های پلاریزاسیون و غیره در طول محیط تغییر می کنند. رطوبت در اطراف محیط از 0.3٪ تا 40٪ و تا اشباع کامل متغیر است. در این حالت مقاومت خاک با ضریب 10...100 تغییر می کند.

شکل 1.4 - مدل عناصر ماکرو خورنده مطالعات نشان داده است که دمای گاز پمپ شده بر پلاریزاسیون کاتدی فولاد لوله در محلول های کربناته تأثیر می گذارد. وابستگی پتانسیل های حداکثر جریان آند به دما خطی است. افزایش دما منجر به افزایش جریان انحلال می شود و دامنه پتانسیل جریان آند را به ناحیه منفی منتقل می کند. افزایش دما نه تنها منجر به تغییر در سرعت فرآیندهای الکتروشیمیایی می شود، بلکه مقادیر pH محلول را نیز تغییر می دهد.

با افزایش دمای محلول کربنات، پتانسیل حداکثر جریان آندی مرتبط با تشکیل اکسید، با افزایش دما به میزان 10 درجه سانتیگراد، 25 میلی ولت به سمت مقادیر پتانسیل منفی تغییر می کند. به دلیل ناهمگونی خاک، تغییر در رطوبت و هوادهی آن، تراکم ناهموار، گلی شدن و سایر اثرات و همچنین نقص در خود فلز، تعداد زیادی ازعناصر ماکرو خوردگی در عین حال، بخش‌های آندی که پتانسیل مثبت بیشتری دارند، نسبت به بخش‌های کاتدی در معرض آسیب خوردگی هستند، که این امر با اثر حرارتی پالسی خط لوله گاز بر فرآیندهای مهاجرت در الکترولیت زمین تسهیل می‌شود.

فرآیندهای نوسانی دما و رطوبت در خاک باعث خوردگی عمومی می شود. عناصر ماکروخورنده موضعی بر روی سطح بر اساس سناریوی SCC یا مراکز خوردگی حفره‌ای توسعه می‌یابند. کلیت فرآیند الکتروشیمیایی که منجر به تشکیل حفره های خوردگی و ترک می شود در نشان داده شده است.

این فرآیندهای ترمودینامیکی غیرتعادلی است که با شدت بیشتر و با حداکثر تأثیر تجلی ویژگی های اصلی رخ می دهد. با تأثیر دمای پالسی روی خاک، تقریباً همزمان، پارامترهایی که خورندگی آن را تعیین می کنند تغییر می کنند. از آنجایی که این فرآیند در کل دوره بهره برداری از خط لوله گاز زیر رخ می دهد تاثیر قویپارامترهای غالب، سپس مکان عنصر کلان کاملاً مشخص می شود و در رابطه با علائم هندسی ثابت می شود.

همانطور که در حرکت نوسانی مداوم رطوبت زمین نشان داده شده است، که از نقطه نظر مکانیسم حرکت فیلم ترموکاپیلاری قابل توضیح است، در کل دوره عملیات خط لوله گاز رخ می دهد.

بنابراین، حتی در صورت وجود حفاظت کاتدی خط لوله گاز، در مکان های آسیب به پوشش عایق یک خط لوله گاز با قطر زیاد، به دلیل توزیع ناهموار رطوبت خاک در امتداد محیط لوله، عناصر ماکروخورنده ناگزیر به وجود می آیند. تحریک خوردگی خاک فلز لوله

یکی از شرایط مهموقوع فرآیندهای خوردگی وجود یون های تفکیک شده در الکترولیت خاک است.

عاملی که قبلاً مورد توجه قرار نگرفته و مسیر فرآیندهای غیرتعادلی را تعیین می کند، تأثیر دمای پالسی گاز بر روی دیواره خط لوله و تغییر پالس در رطوبت خاک مجاور خط لوله است.

نتایج آزمایش‌ها و تأثیر افزایش فعالیت خورندگی خاک‌ها در معرض دمای پالسی

نمودار منحنی جنبشی فعالیت فرآیندهای خوردگی در طول زمان. بر اساس نمایش های فیزیکی فرآیند (شکل 1.9) و با استفاده از قاعده مندی های منحنی جنبشی، نتایج بازرسی درون خطی را بر اساس حداکثر و متوسط ​​عیوب شناسایی شده در دوره های مختلف عملیات برون یابی کنید. اما بعید است که این امکان پیش بینی پویایی رشد کمی عیوب خوردگی را فراهم کند.

مدل های ارائه شده فرآیندهای خوردگی را در شرایط خاص، با توجه به شرایط خاص، محیط شیمیایی، دما، فولادهای درجات مختلف، فشار و غیره توصیف می کنند. مدل‌هایی که فرآیندهای خوردگی سیستم‌های مشابه (خطوط لوله اصلی) را با یک پوشش عایق توصیف می‌کنند، که در شرایط مشابه با خطوط لوله گاز کار می‌کنند و نتایج را نیز بر اساس تشخیص درون خطی ثبت می‌کنند، مورد توجه خاص هستند. به عنوان مثال، در روش انجام تحلیل عاملی در خطوط لوله اصلی نفت، صرف نظر از قطر و نوع پوشش عایق، نویسندگان مدلی را پیشنهاد می‌کنند: که در آن L ضریب تضعیف فرآیند خوردگی است. H عمق آسیب خوردگی، میلی متر است. اما - ضخامت دیواره لوله، میلی متر؛ t زمان عملیات، سال است.

از فرمول 1.6 بالا می توان دریافت که نویسندگان این بیانیه را اتخاذ کردند که در ابتدای بهره برداری از خطوط لوله، خوردگی شدیدترین رشد را دارد و سپس به دلیل غیرفعال شدن میرا می شود. اشتقاق و توجیه فرمول (1.6) در .

این بیانیه که فرآیندهای خوردگی با شروع عملیات خط لوله آغاز می شود کاملاً بحث برانگیز است، زیرا. پوشش عایق جدید محافظت بسیار قابل اعتمادتری نسبت به زمان، زمانی که عایق پیر می شود و خواص محافظتی خود را از دست می دهد، فراهم می کند.

با وجود تحقیقات فراوان، هیچ یک از مدل های پیشنهادی برای پیش بینی فرآیندهای خوردگی نمی توانند به طور کامل تأثیر دما را بر نرخ خوردگی در نظر بگیرند، زیرا تغییر ضربه آن را در حین کار در نظر نگیرید.

این بیانیه به ما امکان می دهد تا هدف تحقیق را فرمول بندی کنیم: به طور تجربی ثابت کنیم که رژیم دمایی ناپایدار خط لوله گاز علت اصلی فعال شدن فرآیندهای خوردگی در سطح بیرونی خط لوله گاز است.

1. تجزیه و تحلیل منابع ادبی به منظور آشکار کردن تأثیر دمای گاز بر وضعیت خوردگی خط لوله گاز انجام شد:

1.1. ویژگی های فرآیندهای خوردگی در حمل و نقل خط لوله در نظر گرفته شده است.

1-2- نقش فعالیت خورنده خاک ها در زمانی که پوشش عایق خاصیت حفاظتی خود را از دست می دهد مشخص می شود. 1.3. امکان سنجی فنی تشخیص عیب در خط برای ارزیابی نقص خطوط لوله مورد مطالعه قرار گرفته است.

1.4. مدل های سایر محققین در زمینه پیش بینی فرآیندهای خوردگی در نظر گرفته شده است.

2. دلایل تشکیل عناصر ماکروخورنده در سطح خارجی خط لوله بررسی شد.

3. ثابت شده است که وقتی رطوبت در لایه خورنده خاک حرکت می کند، مقاومت الکتریکی خاک مجاور خط لوله تغییر می کند.

تجزیه و تحلیل وضعیت خوردگی بخش خط لوله گاز با توجه به داده های تشخیص عیب در خط

این واقعیت که مرطوب کردن دوره‌ای خاک فرآیندهای خوردگی را تسریع می‌کند، با عملکرد خطوط لوله گاز نشان داده می‌شود.

با مطالعه این پدیده، Ismagilov I.G. ثابت کرد که خط لوله اصلی گاز با قطر زیاد منبع قدرتمندی از گرما است که اثر دمایی پالسی روی خاک دارد و باعث حرکات نوسانی رطوبت در لایه خاک خورنده فعال می شود.

با این حال، فرض او مبنی بر اینکه اثر دمای پالسی فعالیت خورنده لایه خاک مجاور خط لوله را افزایش می دهد نیاز به تایید تجربی دارد.

بنابراین، هدف از این مطالعه، راه اندازی آزمایشی برای مطالعه و ارزیابی فعالیت خورنده خاک در معرض دمای پالسی است.

مشکلات مطالعه فرآیندهای خوردگی معمولاً به صورت تجربی حل می شوند. روش های مختلفی برای ارزیابی اثر خوردگی وجود دارد که از جمله آنها می توان به تست های خوردگی تسریع شده اشاره کرد.

بنابراین، لازم است شرایط انتقال گرما و جرم با خاک اطراف شبیه سازی شود، که برای بخش خط لوله گازی که از دره عبور می کند، که در امتداد آن یک نهر جریان دارد، معمول است و تعیین می شود که تا چه حد. خورندگیخاک تحت تأثیر پالس دما و رطوبت.

دقیق ترین بررسی تاثیر هر عامل (دمای ضربه و رطوبت) در شرایط آزمایشگاهی امکان پذیر است که پارامترهای فرآیند خوردگی با دقت بالا ثابت و کنترل می شوند. رژیم دمای پالسی خط لوله گاز با انتقال حرارت شبه ثابت برای خطوط لوله گازی که از قلمرو باشقورتستان و مناطق مشابه آن می گذرد مدل شده است. با توجه به تئوری شباهت، اگر اعداد تشابه مشخص کننده فرآیند انتقال حرارت برابر باشند، مشروط به تشابه هندسی، فرآیندهای انتقال حرارت را می توان مشابه در نظر گرفت.

خاک مورد استفاده در آزمایش از مسیر خط لوله گاز Urengoy-Petrovsk قسمت Polyana-Moskovo از موقعیت های ساعت 3، 12 و 6 در امتداد محیط خط لوله گاز گرفته شد. خواص ترموفیزیکی خاک مورد استفاده در مطالعات آزمایشگاهی مانند درجا است، زیرا نمونه های خاک از قسمت خورنده خط لوله گاز موجود برداشت شد. برای همان خاک ها، برابری اعداد Lykov Lu و Kovner Kv برای طبیعت و مدل به طور خودکار برآورده شد:

با توجه به برابری تفاوت دما، هویت خاک ها و میزان رطوبت یکسان آنها، اعداد Kossovich Ko و Postnov Pn برابر بودند.

بنابراین، مسئله مدل‌سازی شرایط انتقال گرما و جرم، در این موردبرای اطمینان از برابری اعداد فوریه Fo و Kirpichev Ki برای طبیعت و مدل، به چنین انتخابی از پارامترهای نصب کاهش یافت.

اگر اعداد فوریه Fo = ax/R مربوط به دوره عملکرد سالانه یک خط لوله با قطر 1.42 متر باشد، اگر ضرایب نفوذ حرارتی a = a برابر باشد، بر اساس (2.5)، برای مدل به دست می آوریم:

بنابراین، با قطر لوله آزمایشی 20 میلی متر، دوره سالانه نصب باید در 1.7 ساعت "سپری شود".

شرایط انتقال حرارت با معیار Kirpichev مدل‌سازی شد

با عمق خط لوله گاز به محور لوله H0 = 1.7 متر و H0/Rtr = 2.36 (عمق نسبی خط لوله گاز در بخش پولیانا - مسکوو)، بر اساس برابری (2.6)، برای مدل:

برای مدل سازی "بروک" لازم است برابری اعداد رینولدز برای طبیعت و مدل حفظ شود:

از آنجایی که مایع یکسان است، آب - پس بر اساس (2.12) و با در نظر گرفتن شباهت هندسی، برابری را بدست می آوریم:

محاسبات مربوطه، با در نظر گرفتن (2.13)، نشان می دهد که تامین آب، شبیه سازی یک جریان در یک تاسیسات معین، باید قطره ای باشد.

از آنجایی که در طول آزمایش لازم است دمای دیواره لوله را در محدوده تغییر واقعی آن 30 ... 40 درجه سانتیگراد تغییر داده و با حفظ حالت پالسی تنظیم شود، سپس دمای ttr بیرونی تنظیم شود. سطح لوله فولادی - نمونه خیابان به عنوان پارامتر کنترل انتخاب شد. 3.

برای تعیین خورندگی نسبی خاک تحت قرار گرفتن در معرض دمای پالسی، در مقایسه با قرار گرفتن در معرض دمای پایدار، یک روش آزمایش تسریع شده انتخاب شد که بر اساس آن خورندگی خاک با کاهش وزن نمونه‌های فولادی تعیین می‌شود.

شفاف سازی شاخص های یکپارچه برای تعیین بخش های خطوط لوله گاز که برای تعمیر قرار داده شده اند

به منظور تحلیل وضعیت خوردگی و بررسی دینامیک رشد عیوب خوردگی بر روی خط لوله اصلی گاز موجود با قطر 1420 میلی متر، نتایج حاصل از تشخیص وضعیت فنی آن در نظر گرفته شده است. یکی از حوزه های کلیدی تشخیص، VTD است که در حال حاضر کارآمدترین و آموزنده ترین روش برای تشخیص خطوط لوله اصلی گاز است.

جدول 3.1 معیارهای کلی را برای شناسایی بخش های خطوط لوله اصلی گاز با خطر خوردگی بالا، افزایش یافته و متوسط ​​با توجه به عمق خوردگی ارائه می دهد. با توجه به مناطق با خطر خوردگی بالا (HCR) مناطقی با نرخ خوردگی بیش از 0.3 میلی متر در سال و عمق بیش از 15 درصد ضخامت دیواره لوله را شامل می شود.

معیارهای ارزیابی عمق آسیب خوردگی (به عنوان درصدی از ضخامت دیواره) برای خطوط لوله با دوره عملیاتی نزدیک به 30٪ از عمر مفید استهلاک (11 سال یا بیشتر) اعمال می شود.

شرط لازم و کافی برای طبقه بندی هر بخش از خطوط لوله اصلی گاز به عنوان یکی از سه درجه خطر خوردگی، رعایت حداقل یکی از سه معیار مشخص شده است.

با توجه به مناطق افزایش خطر خوردگی، بخش هایی از خطوط لوله اصلی با قطر بیش از 1000 میلی متر گنجانده شده است که باید از یک نوع پوشش محافظ تقویت شده استفاده شود.

بر اساس نتایج حاصل از عبور پرتابه‌ها - عیب‌سنج‌ها، شاخص انتگرال وضعیت خوردگی بخش‌های خطوط لوله اصلی گاز با توجه به چگالی عیوب خوردگی skd برآورد می‌شود.

شاخص یکپارچه چگالی عیوب خوردگی توزیع ناهموار آنها در طول خط لوله گاز را در نظر نمی گیرد و فقط می تواند برای ارزیابی اولیه وضعیت خوردگی خطوط لوله اصلی گاز با نشان اجباری کل استفاده شود. طول مقاطع (به کیلومتر) که برای آنها محاسبه می شود.

بنابراین، پس از تعیین شاخص یکپارچه وضعیت خوردگی خط لوله اصلی گاز، تجزیه و تحلیل متمایز از بخش های خط لوله اصلی گاز از نظر عمق و شدت آسیب خوردگی انجام می شود:

ماهیت توزیع عیوب خوردگی در طول خط لوله گاز برآورد شده است.

بخش های VKO و PKO اختصاص داده شده است (خطر خوردگی).

شاخص های شدت آسیب خوردگی در مناطق VKO و PKO تعیین می شود.

برای کل بخش کنترل شده خط لوله گاز (از محفظه پرتاب تا محفظه گیرنده پرتابه- نقص) ضریب عدم یکنواختی چگالی آسیب خوردگی bn محاسبه می شود که برابر است با

نسبت طول کل بخش‌هایی که در اثر خوردگی آسیب نبینند به طول کل بخش‌های دارای آسیب (حفره‌ها و ترک‌ها) ثبت شده توسط یک آشکارساز عیب در خط:

با دقت بیشتری میزان خطر خوردگی (پوشش) ضریب نقص لوله های Kd را نشان می دهد.

از آنجایی که ابعاد لوله ها مشخص است، پارامترهای خطی مقاطع معیوب نیز تعیین می شود. با تعداد مشخصی از لوله های معیوب، می توان برنامه ریزی برای جایگزینی آنها در زمانی که تعمیرات اساسی(عایق کاری مجدد) سایت. در حمل و نقل خط لوله نفت، به عنوان مثال، در AK "TRANSNEFT" برای تعیین وضعیت خوردگی بخش های خط لوله، آنها از "روش انجام تجزیه و تحلیل عاملی آسیب خوردگی خطوط لوله اصلی نفت با توجه به عیب یابی درون خطی و ارائه توصیه هایی برای آن استفاده می کنند. پیشگیری» که همچنین بر اساس پیش‌بینی تغییر نرخ توسعه آسیب خوردگی به موقع است. تجزیه و تحلیل عاملی بر اساس روش تقسیم سیستم خطوط لوله اصلی نفت به بخش ها (خوشه ها) است که برای آن ثبات عوامل اصلی تعیین کننده توسعه آسیب خوردگی حفظ می شود و سینتیک توسعه آسیب خوردگی در طول زمان حفظ می شود. توسط معادلات رگرسیون - وابستگی های مشخصه توصیف می شود. با توجه به وابستگی‌های مشخصه به‌دست‌آمده، پیش‌بینی عمق آسیب خوردگی برای یک بازرسی منفرد و مکرر یک بخش خط لوله توسط دستگاه‌های درون خطی انجام می‌شود.

برای تجزیه و تحلیل وضعیت خوردگی، بخش های موازی (1843 - 1914 کیلومتر) خطوط لوله گاز Urengoy-Petrovsk و Urengoy-Novopskov، واقع در خروجی از Polyanskaya CS، "بخش داغ"، در معرض قرار گرفتن در معرض خوردگی فعال و طولانی مدت قرار دارند. در نظر گرفته شدند.

این به طور بالقوه خطرناک ترین بخش در مقیاس گازپروم ترانس گاز اوفا است، جایی که از سال 1998 تا 2003، 6 حادثه در محل به دلیل SCC رخ داده است (5 حادثه در خط لوله گاز اورنگوی-پتروفسک، 1 حادثه در خط لوله گاز اورنگوی-نووپسکوف). ). پس از چهار حادثه در سال 1998، بررسی در گودال های طولانی دوازده بخش از خط لوله گاز اورنگوی-پتروفسک (1844-1857 کیلومتر)، واقع در دره ها و خندق ها انجام شد. این معاینه 744 کانون CRC را نشان داد، از جمله مواردی که عمق آنها تا 7.5 میلی متر بود. به منظور حذف منابع SCC، 700 متر از خطوط لوله جایگزین شد. کار مشابهی در سال 2000 روی خط لوله گاز Urengoy-Novopskov انجام شد و 204 SCC شناسایی شد.

مناطق دارای نقص تنش خوردگی در ادبیات نظارتی برای معیارهای طبقه بندی خطر خوردگی بالا یا افزایش یافته طبقه بندی نشده اند. اما با در نظر گرفتن موارد فوق، بخش در راهرو خطوط لوله گاز 1843-1914 کیلومتر از نظر ترکیب خاک را می توان در گروه خوردگی فعال طبقه بندی کرد.

علیرغم اقدامات انجام شده، در سال 2003 در خط لوله گاز Urengoy-Petrovsk، در بخش مورد نظر، 2 حادثه دیگر به دلیل SCC رخ داد. از سال 2003، تشخیص وضعیت فنی در صنعت انتقال گاز با پرتابه های نسل جدید از NPO Spetsneftegaz انجام شده است، که در اولین تشخیص عیب در خط، 22 بخش با نقص SCC را نشان داد، در حالی که حداکثر عمق فردی بود. ترک ها به نصف ضخامت دیواره لوله رسید. با توجه به قوانین بهره برداری از خطوط لوله اصلی گاز، توصیه می شود به طور متوسط ​​هر 5 سال یک بار تشخیص عیب در خط انجام شود. با این حال، با در نظر گرفتن شرایط خاص (حوادث ناشی از SCC، تعداد قابل توجهی از مناطق شناسایی شده با نقص SCC)، شرکت Gazprom transgaz Ufa، به منظور نظارت و جلوگیری از ایجاد عیوب تنش خوردگی، در یک دوره کوتاه از سال 2003. تا سال 2005 گذر دوم از آشکارساز عیب در خط را انجام داد.

تشخیصی یک کلمه پرکاربرد است دنیای مدرن. آنقدر در چرخه واژگان روزانه ما ریشه دوانده که توجه خاصی به آن نمی کنیم. شکست ماشین لباسشویی- عیب یابی، سرویس در سرویس ماشین مورد علاقه شما - عیب یابی، مراجعه به پزشک - تشخیص. یک فرد فرهیخته خواهد گفت: تشخیص از یونانی "توانایی تشخیص" است. بنابراین در شرایط فنی یک جسم فلزی در معرض خوردگی و در سیستم‌های حفاظت الکتروشیمیایی (عمدتاً کاتدی)، در صورت وجود آن‌ها در جسم، واقعاً به چه چیزی نیاز داریم؟ در این بررسی به طور مختصر به این موضوع خواهیم پرداخت.

اول از همه، بیایید در مورد شرایط توافق کنیم. هنگامی که از اصطلاح تشخیص خوردگی (معاینه) استفاده می شود، در 90٪ موارد ما در مورد سطح خارجی جسم مورد نظر صحبت می کنیم. تشخیص انجام می شود، به عنوان مثال، در سطح خارجی خطوط لوله زیرزمینی، مخازن، سازه های فلزی دیگر در معرض خوردگی خاک یا خوردگی جریان سرگردان، سطح بیرونی تاسیسات اسکله که تحت تأثیر نمک خورده شده اند و آب شیرینو غیره. اگر ما در مورد تجزیه و تحلیل فرآیندهای خوردگی صحبت می کنیم سطح داخلیهمان خطوط لوله یا مخازن، سپس به جای اصطلاحات "تشخیص" یا "بازرسی" معمولا از عبارت "نظارت" استفاده می شود. اصطلاحات مختلف به اصول متفاوتی برای تضمین ایمنی خوردگی دلالت دارند - مطالعه وضعیت خوردگی سطح بیرونی معمولاً به صورت مجزا و 1 بار در 3-5 سال انجام می شود و نظارت بر فرآیندهای خوردگی در داخل جسم مورد مطالعه به طور مداوم انجام می شود. یا با فاصله زمانی کوتاه (1 بار در ماه).

بنابراین هنگام تشخیص وضعیت خوردگی جسم مورد نظر از کجا شروع کنیم؟ از ارزیابی خطر بالقوهو وضعیت فعلی امور اگر جسم، به عنوان مثال، زیر آب باشد، در مرحله اول به طور بالقوه می توان یک بازرسی بصری از وجود عیوب خوردگی و آثار خوردگی انجام داد، و در صورت وجود، خطر فعلی و پیش بینی شده را ارزیابی کرد. در مکان هایی که کنترل بصری امکان پذیر نیست، ارزیابی خطر احتمالی بر اساس آن انجام می شود شواهد غیر مستقیم. اجازه دهید در زیر پارامترهای اصلی قابل تشخیص خطر خوردگی بالقوه و تأثیر آنها بر روند تخریب خوردگی را در نظر بگیریم:

علاوه بر عوامل اصلی فوق، هنگام تشخیص وضعیت خوردگی، بسته به ویژگی های جسم، تعداد زیادی پارامتر اضافی مورد مطالعه قرار می گیرد، مانند: مقدار pH خاک یا آب (به ویژه با خطر بالقوه تنش). ترک خوردگی)، وجود میکروارگانیسم های خطرناک خوردگی، محتوای نمک در خاک یا آب، امکان هوادهی و مرطوب شدن جسم و غیره. همه این عوامل می توانند تحت شرایط خاص، سرعت تخریب خوردگی شی مورد بررسی را به شدت افزایش دهند.

پس از مطالعه پارامترهای یک خطر خوردگی بالقوه، اندازه گیری مستقیم عمق آسیب خوردگی روی یک شی اغلب انجام می شود. برای این اهداف، از طیف وسیعی از روش های آزمایش غیر مخرب استفاده می شود - کنترل بصری و اندازه گیری، روش های اولتراسونیک، کنترل مغناطیسی و غیره. مکان های کنترل بر اساس خطر بالقوه آنها بر اساس نتایج ارزیابی انجام شده در مرحله اول انتخاب می شوند. برای اشیاء زیرزمینی، حفاری برای دسترسی مستقیم به جسم انجام می شود.

در مرحله نهایی، مطالعات آزمایشگاهی می تواند انجام شود، به عنوان مثال، ارزیابی میزان خوردگی در آزمایشگاه یا مطالعات متالوگرافی از ترکیب و ساختار فلز در مکان های نقص خوردگی.

اگر عیب یابی در شیئی انجام شود که قبلاً مجهز به سیستم های ضد خوردگی است حفاظت الکتروشیمیایی، سپس علاوه بر مطالعه وضعیت خوردگی خود جسم، تشخیص قابلیت سرویس و کیفیت سیستم ECP موجود انجام می شود، یعنی. عملکرد آن به طور کلی و مقادیر خروجی و پارامترهای کنترل شده به طور خاص. اجازه دهید مهم ترین پارامترهای سیستم ECP را که باید در طی بررسی جامع سیستم های ECP مورد نظارت قرار گیرند، شرح دهیم.

1. پتانسیل کاتدی. پارامتر اصلی عملکرد سیستم های حفاظت کاتدی و فداکاری درجه حفاظت جسم در برابر خوردگی را با استفاده از ECP تعیین می کند. مقادیر نظارتی توسط اسناد نظارتی اساسی برای محافظت در برابر خوردگی تنظیم شده است: GOST 9.602-2005 و GOST R 51164-98. هم در نقاط ثابت (KIP و KDP) و هم در طول مسیر با روش الکترود از راه دور اندازه گیری می شود.
2. وضعیت تسهیلات ECP:ایستگاه های حفاظت کاتدیک، آج و زهکشی، زمین های آند، ابزار دقیق، فلنج های عایق، خطوط کابل و غیره. تمام مشخصات تجهیزات مورد بررسی باید در مقادیر مشخص شده در پروژه باشد. علاوه بر این، لازم است پیش بینی عملکرد تجهیزات برای دوره تا بررسی بعدی انجام شود. به عنوان مثال، ایستگاه های حفاظت کاتدی باید دارای حاشیه جریان باشند تا بتوانند پتانسیل حفاظتی جسم را در صورت پیری اجتناب ناپذیر پوشش عایق تنظیم کنند. اگر حاشیه فعلی وجود نداشته باشد، باید برنامه ریزی شود که ایستگاه حفاظت کاتدی را با یک ایستگاه قوی تر جایگزین کند و / یا زمین آند را تعمیر کند.
3. تأثیر سیستم ECP بر اشیاء شخص ثالث. در صورت بروز خطا در طراحی سیستم های ECP، تاثیر مضر آنها بر سازه های فلزی شخص ثالث امکان پذیر است. به خصوص اغلب در خطوط لوله میادین نفت و گاز، سایت های صنعتی، اشیاء داخل توسعه شهری متراکم اتفاق می افتد. مکانیسم چنین تأثیری به تفصیل شرح داده شده است. ارزیابی چنین تأثیری لزوماً باید به عنوان بخشی از تشخیص سیستم های ECP انجام شود.

بر اساس نتایج بررسی، باید یک گزارش فنی تهیه شود که شامل کلیه داده های عددی اندازه گیری های انجام شده، نمودارهای پتانسیل های حفاظتی و به اصطلاح آثار، شرح کاستی ها و عیوب شناسایی شده، مواد دقیق عکاسی، و غیره. همچنین، گزارش باید در مورد خطر خوردگی شی با محلی سازی مکان های با خطر افزایش یافته نتیجه گیری کند و راه حل های فنی برای حفاظت ضد خوردگی ایجاد کند.

بنابراین، پس از اتمام تمام مراحل تشخیص، مشتری گزارشی دریافت می کند که شامل اطلاعات دقیقبا توجه به وضعیت خوردگی جسم و وضعیت سیستم ECP. اما اطلاعات به‌دست‌آمده توسط تیم‌های تشخیصی (گاهی اوقات با دشواری زیاد، با در نظر گرفتن ویژگی‌های زمین و آب و هوا) به سادگی ناپدید می‌شوند، اگر در مدت زمان معینی کار نشوند، بی‌ربط می‌شوند، یعنی. عدم رفع به موقع نقص هایی که در حین بازرسی شناسایی شده اند یا عدم تجهیز موضوع بازرسی به وسایل اضافی محافظت در برابر خوردگی. وضعیت خوردگی در تأسیسات به طور مداوم در حال تغییر است و اگر اطلاعات تشخیصی دریافت شده بلافاصله پردازش نشود، می تواند بسیار قدیمی شود. بنابراین، اگر مالک به ایمنی تاسیسات خود در برابر خوردگی اهمیت می دهد، سیستم حفاظت ضد خوردگی آنها به طور مرتب بر اساس نتایج بررسی های تشخیصی که به طور منظم انجام می شود، ارتقا می یابد و خطر شکست خوردگی در چنین تاسیساتی حداقل است.

برچسب ها: جریان های سرگردان، تشخیص خوردگی، تشخیص خوردگی، پوشش عایق، نفوذ القایی، منابع AC، خطر خوردگی، میکروارگانیسم های خورنده، بازرسی خوردگی، ترک خوردگی تنشی، شرایط خوردگی، مقاومت الکترولیت، شرایط پوشش عایق، حفاظت الکتروشیمیایی پتانسیل، ECP، الکتروشیمیایی

بررسی جامع وضعیت خوردگی موجود خطوط لوله اصلی گاز و نفتو سیستم های حفاظت الکتروشیمیایی آنها به منظور تعیین وابستگی وجود خوردگی و آسیب تنش خوردگی به CFC خارجی به حالت های عملکرد تاسیسات ECP، برای شناسایی و حذف علل وقوع و رشد خوردگی انجام شد. و آسیب ناشی از تنش خوردگی. در واقع، خطوط لوله اصلی گاز و نفت در طول عملیات خود عملاً در معرض فرسودگی نیستند. قابلیت اطمینان عملکرد آنها عمدتاً با درجه خوردگی و سایش تنش - خوردگی تعیین می شود. اگر پویایی نرخ تصادف خطوط لوله گاز را برای دوره 1995 تا 2003 در نظر بگیریم، بدیهی است که افزایش نرخ تصادف در طول زمان به دلیل تشکیل عیوب خوردگی و تنش خوردگی در KZP وجود دارد.

برنج. 5.1.

هنگام در نظر گرفتن پویایی حذف عیوب به ویژه خطرناک در خطوط لوله اصلی گاز موجود، آشکار می شود که در حین بهره برداری، عیوب به ویژه خطرناک که نیاز به تعمیر اولویت دارند، ناشی از خوردگی خارجی و ترک های تنش خوردگی افزایش می یابد (شکل 5.1). . از آنچه در شکل نشان داده شده است. 5.1 نمودار نشان می دهد که تقریباً تمام عیوب به ویژه خطرناک حذف شده ماهیت خورنده یا خورنده تنش دارند. تمام این عیوب در سطح بیرونی محافظت شده با کاتد پیدا شد.

نتایج بررسی های جامع حفاظت ضد خوردگی خطوط لوله گاز و نفت (وجود چاله های خوردگی و ترک خوردگی تنشی، چسبندگی و تداوم پوشش عایق، درجه حفاظت الکتروشیمیایی) نشان می دهد که حل مشکل حفاظت ضد خوردگی خطوط لوله اصلی گاز و نفت با کمک پوشش های عایق و پلاریزاسیون کاتدی همچنان مرتبط هستند. تایید مستقیم موارد فوق نتایج تشخیص درون خطی است. با توجه به تشخیص های درون خطی، در برخی از بخش های خطوط لوله اصلی نفت و گاز با عمر مفید بیش از 30 سال، نسبت نقص خوردگی خارجی(از جمله خوردگی تنشی) به 80 درصد از تعداد کل عیوب شناسایی شده می رسد.

کیفیت عایق خطوط لوله اصلی گاز و نفت با مقدار مقاومت گذرا مشخص می شود که بر اساس پارامترهای حفاظت الکتروشیمیایی تعیین می شود. یکی از پارامترهای اصلی حفاظت الکتروشیمیایی خطوط لوله، که کیفیت پوشش عایق را مشخص می کند، بزرگی جریان حفاظت کاتدی است. داده های مربوط به عملکرد تاسیسات ECP نشان می دهد که مقدار جریان حفاظتی RMS در قسمت خطی D در 1220 میلی متر در طول 30 سال کار به دلیل پیری عایق تقریباً 5 برابر افزایش یافته است. مصرف جریان برای اطمینان از حفاظت الکتروشیمیایی 1 کیلومتر از خط لوله نفت در منطقه پتانسیل های حفاظتی 1.2 ... 2.1 V m.s. ه. از 1.2 به 5.2 A/km افزایش یافته است که نشان دهنده کاهش متناسب مقاومت گذرا خط لوله نفت است. مقاومت انتقال عایق پس از 30 سال بهره برداری از خطوط لوله گاز و نفت در تمام طول به یک ترتیب (2.6-10 3 Ohm - m 2) است، به استثنای بخش هایی که تعمیرات اساسی خطوط لوله گاز و نفت با آن انجام شده است. جایگزینی عایق، در حالی که تعداد خوردگی و تنش - آسیب خوردگی در سطح بیرونی محافظت شده با کاتد به طور قابل توجهی متفاوت است - از 0 تا 80٪ تعداد کلنقایص شناسایی شده با استفاده از تشخیص عیب در خط، که هم در اتصالات مناطق حفاظتی و هم در نزدیکی نقاط زهکشی SCZ در مناطق پست و در بخش های باتلاقی مسیر قرار دارند. آب های زیرزمینی تالاب ها در بخش مرکزی سیبری غربیبا کانی سازی کم (0.04 درصد جرم) و در نتیجه مقاومت اهمی بالا (60 ... 100 اهم متر) متمایز می شوند. علاوه بر این، خاک های مرداب اسیدی هستند. مقدار pH آب باتلاق به 4 می رسد. مقاومت اهمی بالا و اسیدیته الکترولیت باتلاق مهمترین عواملتاثیر بر نرخ خوردگی خطوط لوله گاز و اثربخشی حفاظت الکتروشیمیایی آنها. توجه به این واقعیت جلب می شود که در محلول های منفذی خاک های مرداب، محتوای سولفید هیدروژن به 0.16 میلی گرم در لیتر می رسد که نسبت به خاک های معمولی و آب های جاری یک مرتبه بزرگتر است. سولفید هیدروژن، همانطور که داده های بررسی نشان می دهد، همچنین بر وضعیت خورنده خطوط لوله گاز و نفت تأثیر می گذارد. وقوع خوردگی سولفید هیدروژن به دلیل فعالیت باکتری های کاهنده سولفات (SRB) نشان داده می شود، برای مثال، با این واقعیت که در شرایط مشابه، حداکثر عمق نفوذ خوردگی خارجی از طریق نقص در عایق گاز و خطوط لوله نفت در باتلاق های راکد به طور متوسط ​​70٪ بیشتر از بدنه های آبی جاری است، از یک طرف، و تقریباً در همه جا، ترک های تنش خوردگی در KZP بیرونی نیز در باتلاق های راکد با محتوای بالای H2 یافت می شود. S - از سوی دیگر. مطابق با ایده های مدرن، سولفید هیدروژن مولکولی باعث تحریک هیدروژنه شدن فولادها می شود. کاهش الکتریکی H2S در خط لوله KZP ادامه می یابد اما با واکنش های H, S + 2-» 2H als + S a ~ c و H, S + V-^ Н ads + HS” ac، که درجه پر شدن لایه شیمیایی جذب شده با هیدروژن اتمی را افزایش می دهد. در جانتشار در ساختار فولاد لوله. دی اکسید کربن نیز یک محرک موثر هیدروژناسیون است: HC0 3 +e->تبلیغات 2H + C0 3 ". مشکل خوردگی و

تخریب تنش خوردگی خطوط لوله نفت و گاز در بخش‌های باتلاقی مسیر هنوز توضیح جامعی نداشته و همچنان مرتبط است. نتایج بررسی خوردگی خطوط لوله اصلی گاز و نفت در مناطق باتلاقی نشان داد که تقریباً تمام سطح بیرونی خطوط لوله نفت و خطوط لوله گاز در نقص عایق و زیر عایق پوست کنده با رسوبات قهوه ای رنگ (تداعی کننده پودر آلومینیوم) پوشیده شده است. گودال های خوردگی با حداکثر عمق از طریق آسیب به عایق موضعی می شوند. پارامترهای هندسی آسیب خوردگی تقریباً دقیقاً با هندسه آسیب از طریق عایق مطابقت دارد. در زیر عایق لایه‌برداری شده، در ناحیه تماس بین دیواره لوله و رطوبت خاک، آثار خوردگی بدون چاله‌های خوردگی قابل مشاهده با آثاری از ترک‌های تنش خوردگی یافت می‌شود.

به طور تجربی، بر روی نمونه‌های لوله فولادی نصب شده در نزدیکی دیوار خط لوله اصلی نفت D y 1220 میلی‌متر (در ژنراتور فوقانی، جانبی و پایینی آن)، مشخص شد که در خاک‌های منطقه تایگا - مرداب در بخش مرکزی غرب سیبری، نرخ خوردگی نمونه های بدون حفاظت کاتدی در عیوب عایق به 0.084 میلی متر در سال می رسد. تحت پتانسیل حفاظتی (با یک جزء اهمی) منهای 1.2 ولت میلی ثانیه. ه.، هنگامی که چگالی جریان حفاظت کاتدی از چگالی جریان محدود کننده اکسیژن 8 ... 12 برابر تجاوز می کند، نرخ خوردگی باقی مانده از 0.007 میلی متر در سال تجاوز نمی کند. چنین نرخ خوردگی باقیمانده، با توجه به مقیاس ده نقطه ای مقاومت به خوردگی، مربوط به حالت خورنده است. بسیار مقاومو برای خطوط لوله اصلی گاز و نفت قابل قبول است. درجه حفاظت الکتروشیمیایی در این مورد عبارت است از:

در یک بررسی جامع از وضعیت خوردگی سطح خارجی محافظ کاتدی خطوط لوله گاز و نفت در چاله ها، گودال های خوردگی 0.5 ... 1.5 میلی متر عمق از طریق نقص عایق یافت می شود. محاسبه زمانی که حفاظت الکتروشیمیایی باعث سرکوب نرخ خوردگی خاک به مقادیر قابل قبول مربوط به بسیار مداوموضعیت خورندگی خطوط لوله گاز و نفت:

در عمق نفوذ خوردگی 0.5 میلی متر در عمق نفوذ خوردگی 1.5 میلی متر

این برای 36 سال فعالیت است. دلیل کاهش راندمان حفاظت الکتروشیمیایی خطوط لوله گاز و نفت در برابر خوردگی با کاهش مقاومت گذرا عایق، ظهور عیوب در عایق و در نتیجه کاهش جریان همراه است. چگالی حفاظت کاتدی در اتصالات مناطق حفاظتی SCZ به مقادیری که به مقادیر چگالی جریان محدود کننده اکسیژن نمی رسد، که باعث سرکوب خوردگی خاک تا مقادیر قابل قبول نمی شود، اگرچه مقادیر پتانسیل های حفاظتی اندازه گیری شده با جزء اهمی با استاندارد مطابقت دارد. ذخیره مهمی که امکان کاهش سرعت تخریب خوردگی خطوط لوله گاز و نفت را فراهم می کند، شناسایی به موقع مناطق تحت حفاظت در زمانی است که L 1 1 Lr

همبستگی عیوب در خوردگی خارجی یک خط لوله نفت با مدت زمان قطع در خطوط هوایی در طول مسیر نشان می دهد که در هنگام قطعی خطوط هوایی در طول مسیر و زمان خرابی SCZ است که خوردگی حفره ای از طریق عیوب عایق رخ می دهد، میزان آن. به 0.084 میلی متر در سال می رسد.

برنج. 5.2.

در جریان بررسی جامع سیستم های حفاظت الکتروشیمیایی خطوط لوله اصلی گاز و نفت، مشخص شد که در ناحیه پتانسیل های حفاظت کاتدی 1.5 ... 3.5 V m.s. ه. (با جزء اهمی) چگالی جریان حفاظت کاتدی j aاز چگالی جریان محدود اکسیژن فراتر می رود j 20 ... 100 بار یا بیشتر. علاوه بر این، در همان پتانسیل های حفاظت کاتدی، چگالی جریان، بسته به نوع خاک (شن، ذغال سنگ نارس، خاک رس)، به طور قابل توجهی، تقریبا 3...7 برابر متفاوت است. که در شرایط میدانیبسته به نوع خاک و عمق خط لوله (عمق غوطه ور شدن پروب نشانگر خوردگی)، چگالی جریان محدود کننده برای اکسیژن، اندازه گیری شده بر روی الکترود کاری ساخته شده از فولاد 17GS با قطر 3.0 میلی متر، در 0.08 تغییر می کند. .. 0.43 A/m"، و چگالی جریان حفاظت کاتدی در پتانسیل با مولفه اهمی از

1.5...3.5 V m.s. e.، اندازه گیری شده روی همان الکترود، به مقادیر 8 ... 12 A / m 2 رسید که باعث آزاد شدن شدید هیدروژن در سطح بیرونیخط لوله بخشی از آداتوم های هیدروژن تحت این حالت های حفاظت کاتدی به لایه های نزدیک به سطح دیواره خط لوله می رود و هیدروژن را تامین می کند. افزایش محتوای هیدروژن در نمونه های برش خورده از خطوط لوله در معرض تخریب تنش خوردگی در آثار نویسندگان داخلی و خارجی نشان داده شده است. هیدروژن محلول در فولاد دارای اثر نرم کنندگی است که در نهایت منجر به خستگی هیدروژنی و ایجاد ترک های تنش خوردگی بر روی CFC خطوط لوله فولادی زیرزمینی می شود. مشکل خستگی هیدروژنی فولادهای لوله (کلاس مقاومت X42-X70) در سال های گذشتهجذب می کند توجه ویژهمحققان در ارتباط با حوادث مکرر در خطوط لوله اصلی گاز. خستگی هیدروژن در یک فشار عملیاتی در حال تغییر چرخه ای در خط لوله تقریباً به شکل خالص آن در هنگام محافظت بیش از حد کاتدی مشاهده می شود، زمانی که j KZ /j > 10.

هنگامی که چگالی جریان حفاظت کاتدی به مقادیر چگالی جریان محدود برای اکسیژن می رسد (یا اندکی، نه بیشتر از 3...5 برابر، بیش از ce)، نرخ خوردگی باقیمانده از 0.003 ... 0.007 میلی متر تجاوز نمی کند. /سال. بیش از حد قابل توجه (بیش از 10 برابر) j K tدر بالا jعملاً منجر به سرکوب بیشتر فرآیند خوردگی نمی شود، اما منجر به هیدروژنه شدن دیواره خط لوله می شود که باعث ایجاد ترک های تنش خوردگی در CFC می شود. ظهور شکنندگی هیدروژن در طول یک تغییر چرخه ای در فشار کاری در خط لوله، خستگی هیدروژن است. خستگی هیدروژنی خطوط لوله در شرایطی خود را نشان می دهد که غلظت هیدروژن کاتدی در دیواره خط لوله کمتر از حداقل سطح معینی کاهش نیابد. اگر دفع هیدروژن از دیواره لوله سریعتر از توسعه فرآیند خستگی رخ دهد، زمانی که kz بیش از 3 ... 5 برابر از / pr تجاوز نمی کند، خستگی هیدروژن

غیر قابل دیدن. روی انجیر 5.3 نتایج اندازه گیری چگالی جریان سنسورهای هیدروژن با RMS روشن (1) و خاموش (2) در خط لوله گریازوتس را نشان می دهد.

برنج. 5.3.

و (2) VMS را در CP I غیرفعال کرد. 3 - پتانسیل حفاظت کاتدی با RMS روشن - (a) و وابستگی جریان سنسور هیدروژن به پتانسیل لوله با RMS روشن و خاموش در CP 1 - (b)

پتانسیل حفاظت کاتدی در طول دوره اندازه گیری در محدوده منهای 1.6 ... 1.9 V ms بود. ه. سیر نتایج اندازه‌گیری‌های الکتریکی ردیابی، ارائه‌شده در شکل. 5.3، a، نشان می دهد که حداکثر چگالی شار هیدروژن به دیواره لوله با SKZ روشن 6 ... 10 μA / cm2 بود. روی انجیر 5.3، بمحدوده تغییرات در جریان سنسورهای هیدروژن و پتانسیل های حفاظت کاتدی برای RMS روشن و خاموش ارائه شده است.

نویسندگان کار خاطرنشان می کنند که پتانسیل خط لوله با RMS خاموش زیر منهای 0.9 ... 1.0 V m.s کاهش نمی یابد. e.، که به دلیل نفوذ SKZ مجاور است. در همان زمان، چگالی جریان سنسورهای هیدروژن با RMS روشن و خاموش متفاوت است

2...3 بار. روی انجیر 5.4 منحنی های تغییرات در جریان حسگرهای هیدروژن و پتانسیل های حفاظت کاتدی را در KP 08 گره کراسنوتورینسک نشان می دهد.

سیر مطالعات تجربی، ارائه شده در شکل. 5.4، نشان می دهد که حداکثر چگالی شار هیدروژن به دیواره لوله از 12 ... 13 μA / cm 2 تجاوز نمی کند. پتانسیل های حفاظت کاتدی اندازه گیری شده از منفی 2.5 تا 3.5 V m.s متغیر بود. ه. در بالا نشان داده شد که حجم هیدروژن آزاد شده در CFC به مقدار معیار بدون بعد بستگی دارد jKدر این راستا، مقایسه نتایج تشخیص درون خطی خطوط لوله اصلی نفت و گاز موجود با حالت‌های حفاظت کاتدی قابل توجه است.

برنج. 5.4.

روی میز. شکل 5.1 مقایسه ای از نتایج تشخیص درون خطی با نتایج یک بررسی جامع از سیستم های ECP خطوط لوله نفت و گاز عملیاتی در بخش مرکزی سیبری غربی را نشان می دهد. نتایج اندازه‌گیری‌های الکتروشیمیایی در قسمت خطی خطوط لوله نفت و گاز موجود نشان می‌دهد که در خاک‌های مختلف در مقادیر یکسان پتانسیل اندازه‌گیری شده، چگالی جریان حفاظت کاتدی بسیار متفاوت است، که کنترل اضافی جریان حفاظت کاتدی را ضروری می‌سازد. چگالی هنگام انتخاب و تنظیم پتانسیل های حفاظتی خطوط لوله زیرزمینی در مقایسه با چگالی جریان محدود کننده اکسیژن. اندازه‌گیری‌های الکتروشیمیایی اضافی در مسیر خطوط لوله اصلی گاز و نفت موجود، از ایجاد تنش‌های موضعی بالا در دیواره خط لوله ناشی از مولیزاسیون هیدروژن (با ارزش تصویری بالا) جلوگیری می‌کند یا به حداقل می‌رساند. افزایش سطح تنش های موضعی در دیواره خط لوله با تغییر در حالت سه محوری حالت تنش در مناطق محلی غنی شده با هیدروژن کاتدی همراه است، جایی که ریزترک ها تشکیل می شوند، پیش سازهای ترک های تنش خوردگی در CFC بیرونی.

مقایسه نتایج تشخیص درون خطی با نتایج یک بررسی جامع سیستم ها

حفاظت الکتروشیمیایی خطوط لوله گاز و نفت موجود در بخش مرکزی سیبری غربی

فاصله،		توزیع پتانسیل حفاظتی (0WB) (شخص A/m 2)		معنی شاخص j k.z ^ Jxvp	عملیات، میلی متر	تراکم عیوب نقصان، ضرر متان،	تراکم عیوب دسته،
بخش Lileyny از خط لوله اصلی نفت D در 1220 میلی متر

فاصله،	محدود کردن چگالی جریان برای اکسیژن (LrHA / m2	توزیع پتانسیل حفاظتی و چگالی جریان حفاظت کاتدی (مژه > A / m 2)		معنی شاخص Uk.z ^ Ex	حداکثر عمق نفوذ خوردگی در کل دوره عملیات، میلی متر	تراکم عیوب نقصان، ضرر فلز،	تراکم عیوب دسته، قطعه/کیلومتر	کل مدت زمان توقف CPS برای کل دوره بهره برداری (طبق سازمان عامل)، روز

تجزیه و تحلیل نتایج در جدول ارائه شده است. 5.1، با در نظر گرفتن زمان خرابی، RMS یک رابطه معکوس را بین چگالی عیوب خوردگی و مقدار معیار بدون بعد نشان می دهد. jK s / j، از جمله زمانی که این نسبت برابر بود

صفر در واقع، حداکثر تراکم نقص خوردگی خارجیدر مناطقی مشاهده شد که مدت زمان توقف حفاظت الکتروشیمیایی (طبق سازمان های عامل) از مقادیر استاندارد فراتر رفت. از سوی دیگر، حداکثر تراکم عیوب از نوع دستهدر بخش های دشت سیلابی باتلاقی مسیر مشاهده می شود، جایی که زمان از کار افتادگی تاسیسات ECP از مقادیر استاندارد تجاوز نمی کند. تجزیه و تحلیل حالت های عملکرد VCS در بخش هایی با حداقل مدت زمان از کار افتادن آنها در برابر پس زمینه پراکندگی زیاد داده ها نشان دهنده یک رابطه تقریباً متناسب بین تراکم عیوب نوع است. دستهو ملاک jK 3 / /، هنگامی که چگالی جریان حفاظت کاتدی از چگالی جریان محدود برای اکسیژن ده بار یا بیشتر در طول یک دوره طولانی کار (با حداقل مدت زمان خرابی RMS) فراتر رفت. تجزیه و تحلیل رژیم های حفاظت کاتدی در مقایسه با عیوب خوردگی و تنش-خوردگی در CFC نتیجه گیری های قبلی را تأیید می کند که نسبت jK 3 / jnpمی تواند به عنوان یک معیار بدون بعد برای نظارت بر میزان خوردگی باقیمانده خط لوله در پتانسیل های مختلف حفاظت کاتدی عمل کند، از یک طرف، به منظور جلوگیری از ایجاد نقص در CFC خوردگی خارجیو برای تعیین شدت هیدروژناسیون الکترولیتی دیواره خط لوله - از طرف دیگر به منظور جلوگیری از تشکیل و رشد عیوب مانند دستهنزدیک به سطح محافظت شده کاتدی

داده های جدول 5.1 نشان می دهد که حداکثر مدت زمان توقف تقریباً همه SSCها برای کل دوره بهره برداری از خطوط لوله اصلی نفت و گاز، برای 36 سال، به طور متوسط ​​536 روز (تقریباً 1.5 سال) بوده است. طبق داده های سازمان های عامل، برای سال، SKZ ساده به طور متوسط ​​16.7 روز، برای سه ماهه - 4.18 روز است. این مدت زمان توقف CPS در قسمت خطی خطوط لوله نفت و گاز مورد بررسی عملاً با الزامات اسناد نظارتی و فنی مطابقت دارد (GOST R 51164-98، بند 5.2).

روی میز. 6.2 نتایج اندازه گیری نسبت چگالی جریان حفاظت کاتدی به چگالی جریان محدود برای اکسیژن در ژنراتیکس بالایی خط لوله اصلی نفت D در 1220 میلی متر را نشان می دهد. محاسبه نرخ خوردگی باقیمانده خط لوله در پتانسیل های حفاظت کاتدی معین با فرمول 4.2 تعیین می شود. در جدول آورده شده است. 5.1 و 5.2، داده ها نشان می دهد که برای کل دوره بهره برداری از خط لوله اصلی نفت، با در نظر گرفتن زمان توقف حفاظت الکتریکی و شیمیایی

(طبق سازمان عامل) حداکثر عمق نفوذ خوردگی در KZP خارجی نباید از 0.12 ... 0.945 میلی متر تجاوز کند. در واقع، چگالی جریان محدود کننده برای اکسیژن در سطح تخمگذار بخش های بررسی شده خطوط لوله نفت و گاز از 0.08 A/m2 تا 0.315 A/m2 متغیر است. حتی با حداکثر چگالی جریان محدود کننده برای اکسیژن 0.315 A/m2، حداکثر عمق نفوذ خوردگی در 36 سال کارکرد با زمان توقف برنامه ریزی شده RMS 1.15 سال از 0.3623 میلی متر تجاوز نخواهد کرد. این 3.022٪ از ضخامت اسمی دیواره خط لوله است. با این حال، در عمل شاهد یک تصویر متفاوت هستیم. روی میز. 5.1 نتایج تشخیص درون خطی بخشی از خط لوله اصلی نفت D را در 1220 میلی متر پس از بهره برداری از آن به مدت 36 سال نشان می دهد. نتایج تشخیص درون خطی نشان می دهد که حداکثر سایش خوردگی دیواره خط لوله بیش از 15 درصد ضخامت اسمی دیواره لوله است. حداکثر عمق نفوذ خوردگی به 2.0 میلی متر رسید. این بدان معنی است که خرابی امکانات ECP الزامات GOST R 51164-98، بند 5.2 را برآورده نمی کند.

اندازه گیری های الکترومتری انجام شده در جدول ارائه شده است. 5.2، نشان می دهد که تحت یک رژیم حفاظت کاتدی معین، نرخ خوردگی باقیمانده از 0.006 ... 0.008 میلی متر در سال تجاوز نمی کند. چنین نرخ خوردگی باقیمانده، با توجه به مقیاس ده نقطه ای مقاومت به خوردگی، مربوط به حالت خورنده است. مقاوم در برابر خوردگیو برای خطوط لوله اصلی نفت و گاز قابل قبول است. Ego به این معنی است که برای 36 سال بهره برداری از خط لوله، با در نظر گرفتن اطلاعات مربوط به توقف تاسیسات ECP، طبق گفته سازمان عامل، عمق نفوذ خوردگی بیش از 0.6411 میلی متر نخواهد بود. در واقع، در طول دوره توقف برنامه ریزی شده تاسیسات ECP (1.15 سال)، عمق نفوذ خوردگی 0.3623 میلی متر بود. در طول دوره بهره برداری از تاسیسات ECP (34.85 سال)، عمق نفوذ خوردگی 0.2788 میلی متر بود. عمق کل نفوذ خوردگی در KZP 0.3623 + 0.2788 = 0.6411 (mm) خواهد بود. نتایج عیب یابی درون خطی نشان می دهد که حداکثر عمق واقعی نفوذ خوردگی طی 36 سال بهره برداری در بخش بررسی شده خط لوله اصلی نفت D در 1220 میلی متر 1.97 میلی متر بوده است. بر اساس داده های موجود، محاسبه زمانی آسان است که حفاظت الکتروشیمیایی از سرکوب نرخ خوردگی خاک تا مقادیر قابل قبول اطمینان حاصل نکرده است: T = (1.97 - 0.6411) میلی متر / 0.08 میلی متر / سال = 16.61 سال. مدت زمان توقف تاسیسات ECP در خط لوله اصلی گاز D y 1020 میلی متر عبور از یک راهرو فنی، که در آن در دشت سیلابی رودخانه. ترک‌های تنش خوردگی در رودخانه Ob یافت شد که مصادف با مدت زمان توقف SPZ در خط لوله اصلی نفت است، زیرا SPZ خط لوله گاز و خط لوله نفت از یک خط هوایی در طول مسیر تغذیه می‌شوند.

روی میز. شکل 5.3 نتایج تعیین زمان خاموشی واقعی VCS را در کل دوره بهره برداری (36 سال) خطوط لوله اصلی نفت و گاز بر اساس اندازه گیری های الکترومتری نشان می دهد.

جدول 5.2

توزیع نرخ خوردگی باقیمانده در بخش های خطوط لوله گاز و نفت موجود در بخش مرکزی سیبری غربی

جدول 5.3

نتایج تعیین زمان خاموشی واقعی RMS در کل دوره بهره برداری (36 سال) خطوط لوله اصلی گاز و نفت بر اساس اندازه گیری های الکترومتری

فاصله،	حداکثر نرخ خوردگی خط لوله بدون اتصال کوتاه، میلی متر در سال	نرخ خوردگی باقیمانده خط لوله در یک حالت اتصال کوتاه معین، میلی متر در سال	حداکثر عمق نفوذ خوردگی بر روی سطح محافظت شده با کاتد، میلی متر	واقعی
قسمت خطی خط لوله اصلی نفت D y 1220 میلی متر
قسمت خطی خط لوله اصلی گاز D y 1020 میلی متر

تجزیه و تحلیل نتایج در جدول ارائه شده است. 5.3 نشان می دهد که به موقعزمان خرابی وسایل حفاظت الکتروشیمیایی به طور قابل توجهی از مقدار استاندارد فراتر می رود، که علت سایش شدید خورنده دیواره خط لوله از سمت بیرونی محافظت شده از کاتد است.

شرکت سهامی عام
شرکت سهامی
حمل و نقل نفت "TRANSNEFT"
OJSC AK TRANSNEFT

فنی
آئین نامه

قوانین نظرسنجی
وضعیت خورنده
خطوط لوله اصلی نفت

مسکو 2003

مقررات تدوین و تصویب شده توسط OAO AK Transneft الزامات اجباری در سطح صنعت را برای سازماندهی و انجام کار در زمینه حمل و نقل خط لوله نفت و همچنین الزامات اجباری برای رسمی کردن نتایج این کارها ایجاد می کند.

مقررات (استانداردهای سازمانی) در سیستم OAO AK Transneft برای اطمینان از قابلیت اطمینان، صنعتی و ایمنی محیط زیستخطوط لوله اصلی نفت، تنظیم و ایجاد یکنواختی تعامل بین زیرمجموعه های شرکت و OAO MN هنگام انجام کار بر روی فعالیت های اصلی تولید هم بین خود و هم با پیمانکاران، نهادهای نظارتی دولتی و همچنین یکسان سازی برنامه و انطباق اجباری با الزامات استانداردهای مربوطه فدرال و صنعت، قوانین و سایر اسناد هنجاری.

قوانین نظرسنجی
وضعیت خورنده
خطوط لوله اصلی نفت

1. محدوده قوانین

1.1. قوانین بازرسی برای خطوط لوله زیرزمینی تنه نفت که دارای سیستم حفاظت در برابر خوردگی فعال و نوع پوشش عایق مناسب هستند اعمال می شود.

1.2. هنگام تدوین قوانین، از اسناد هنجاری استفاده شد:

سازه های فولادی اصلی الزامات عمومی برای حفاظت در برابر خوردگی

خطوط لوله فولادی اصلی الزامات عمومی برای حفاظت در برابر خوردگی

RD 153-39.4-039-99 "استانداردهای طراحی برای ECP خطوط لوله اصلی و سایت های خطوط لوله اصلی نفت".

2. اهداف نظرسنجی

اهداف اصلی نظرسنجی عبارتند از:

2.1. ارزیابی وضعیت خوردگی خطوط لوله نفت.

2.2. ارزیابی وضعیت حفاظت ضد خوردگی

2.3. تشخیص به موقع و حذف آسیب خوردگی.

2.4. توسعه و اجرای اقدامات برای بهبود بهره وری حفاظت، بهینه سازی بهره برداری از تاسیسات ECP.

3. سازماندهی کار در مورد بررسی ضد خوردگی

3.1. یک بررسی جامع ضد خوردگی باید توسط آزمایشگاه های تولید ECP در OAO MN یا سازمان های تخصصی که دارای مجوز (مجوز) از معادن و نظارت فنی دولتی برای انجام این کارها هستند، انجام شود.

3.2. معاینه باید انجام شود:

حداکثر 6 ماه پس از راه اندازی سیستم حفاظت الکتروشیمیایی برای خطوط لوله نفت تازه ساخته شده با صدور اجباری گواهی انطباق با کیفیت حفاظت ضد خوردگی با استانداردهای دولتی.

حداقل 1 بار در 5 سال برای خطوط لوله نفتی که در مناطقی با خطر خوردگی بالا احداث می شوند.

حداقل هر 10 سال یک بار در مناطق دیگر.

بررسی برنامه ریزی نشده پس از شناسایی در حین کارکرد اثرات مضر از سیستم های ECP تاسیسات زیرزمینی جدید ساخته شده در نزدیکی و عبوری و از راه آهن برقی.

3.3. مطابق با تناوب بررسی طبق بند OAO MN، یک برنامه بررسی ضد خوردگی برای 10 سال آینده باید توسعه یابد.

3.4. سالانه تا 1 ژانویه سال آیندهاین برنامه باید با در نظر گرفتن کار بررسی انجام شده در سال جاری تنظیم شود.

3.5. بررسی باید با استفاده از آزمایشگاه های صحرایی ECP و تجهیزات اندازه گیری مدرن، داخلی و وارداتی انجام شود.

3.6. روش بررسی باید با RD "دستورالعمل های بررسی جامع وضعیت خوردگی خطوط لوله اصلی نفت" مطابقت داشته باشد.

3.7. قراردادهای نظرسنجی با اشخاص ثالث باید قبل از 1 آوریل سال جاری منعقد شود.

3.8. پیوست اجباری قرارداد «برنامه بازرسی خوردگی خط لوله نفت» است که بر اساس «دستورالعمل بازرسی جامع خوردگی» تنظیم شده است.وضعیت بر روی خط MN، با در نظر گرفتن ویژگی‌های حالت خوردگی و عوامل خوردگی منطقه مورد بررسی.

3.9. مهلت صدور نتایج بررسی خوردگی توسط سازمان شخص ثالث باید حداکثر تا اول فروردین ماه سال بعد باشد. گزارش اطلاعاتی با مهمترین نتایج اولیه باید قبل از اول نوامبر سال جاری برای درج به موقع در برنامه سال آینده فعالیت های مستلزم هزینه های سرمایه ای صادر شود.

4. ترکیب یک نظرسنجی جامع

4.1. تجزیه و تحلیل خطر خوردگی در طول مسیر خطوط لوله نفت بر اساس داده های مربوط به خطر خوردگی خاک، از جمله داده های میکروبیولوژیکی، وجود و ماهیت جریان های سرگردان، وجود مناطق انجام می شود. مدت زمان طولانیبدون حفاظت بودند

4.2. جمع آوری و تجزیه و تحلیل داده های آماری در مورد شرایط عملیاتی حفاظت ضد خوردگی بخش بررسی شده خط لوله نفت برای کل دوره قبل از بررسی جامع: ویژگی های فن آوری تاسیسات ECP، اطلاعات در مورد عملکرد تاسیسات حفاظت الکتروشیمیایی برای دوره گذشتهعملیات، اطلاعات در مورد وضعیت عایق.

4.3. انجام مجموعه کارهای الکترومتری:

در مورد محلی سازی عیوب و ارزیابی مقاومت انتقال پوشش عایق با روش گرادیان پتانسیل، روش الکترود از راه دور و روش های دیگر.

با اندازه گیری پتانسیل حفاظتی در طول، و در مناطق جریان های سرگردان - در طول و زمان.

با اندازه گیری ویژگی های خوردگی خاک - مقاومت ویژه خاک، ویژگی های قطبش خاک.

4.4. تعیین مکان های خطرناک خوردگی بر اساس پردازش و تجزیه و تحلیل داده های بررسی.

4.5. افتتاح خط لوله نفت در مکان های خورنده در فرآیند بازرسی با تهیه گزارش حفاری، رفع عیوب عایق و آسیب خوردگی توسط خدمات عملیاتی.

4.6. راه حل مشکلات محاسباتی و تحلیلی برای اطمینان از ایمنی خوردگی خط لوله نفت:

4.6.1. ارزیابی عایق شامل:

پیش بینی تغییرات در خواص فیزیکی و شیمیایی آن در طول زمان.

تخمین عمر عایق باقیمانده؛

تعیین دوره بهینه و توالی تعمیرات عایق مقاطع.

4.6.2. تعیین وضعیت فنی تاسیسات ECP:

انطباق پارامترهای نصب با اسناد نظارتی؛

وضعیت فنی عناصر تاسیسات ECP؛

پیش بینی تغییرات در پارامترهای تاسیسات ECP در طول زمان.

توسعه اقدامات برای بهینه سازی کار و زمان بندی تعمیر تاسیسات ECP.

4.6.3. ارزیابی وضعیت خوردگی خط لوله نفت.

4.7. تهیه گزارش از نظرسنجی با صدور توصیه هایی برای بهبود حفاظت یکپارچه خطوط لوله نفت.

4.8. در صورت لزوم، توسعه یک پروژه برای تعمیر و بازسازی تاسیسات ECP بر اساس توصیه های بررسی.

4.9. نتایج نظرسنجی باید بر روی کاغذ و رسانه های مغناطیسی ارائه شود.

4.10. پس از دریافت گزارش، سرویس ECP OJSC MN باید از نتایج بررسی برای پر کردن پایگاه داده عملیاتی و آرشیوی در مورد وضعیت حفاظت ضد خوردگی استفاده کند.

5. مفاد اصلی روش نظرسنجی

5.1. تجزیه و تحلیل خطر خوردگی در طول مسیر خط لوله نفت

5.1.2. ارزیابی خطر خوردگی در طول مسیر خط لوله نفت به منظور شناسایی مناطقی که نیاز به بررسی اولویت با لیست گسترده ای از کارهای الکترومتری دارند، انجام می شود.

5.1.3. ارزیابی خطر خوردگی در مواردی که مناطق خورنده زودتر ایجاد شده باشند انجام نمی شود.

5.1.4. اندازه گیری مقاومت الکتریکی خاک بر اساس مدار چهار الکترودی ونر انجام می شود.

5.1.5. خطر خوردگی ناشی از خوردگی بیولوژیکی با استفاده از تجزیه و تحلیل میکروبیولوژیکی خاک بر اساس روش های موجود تعیین می شود.

5.1.6. خطر خوردگی ناشی از جریان های سرگردان با در نظر گرفتن فاصله بین راه آهن برقی با فرمول ها محاسبه می شود. و خط لوله نفت، فاصله بین پست های کششی و نوع جریان راه آهن (DC، AC).

5.1.7. خطر خوردگی عمومی با در نظر گرفتن مقادیر مشخص شده در پاراگراف ها محاسبه می شود. - . با توجه به نتایج ارزیابی خطر خوردگی، توالی و دامنه بازرسی بخش‌های خطوط لوله نفت تعیین می‌شود.

5.2. تجزیه و تحلیل داده ها در مورد شرایط عملیاتی حفاظت ضد خوردگی برای دوره قبل.

5.2.1. هدف تجزیه و تحلیل:

شناسایی بخشهایی از خط لوله نفت که از نظر خوردگی خطرناک هستند.

ارزیابی یکپارچه مقاومت عایق توسط مقاطع برای کل دوره عملیات.

5.2.2. برای تجزیه و تحلیل، خلاصه کردن داده ها ضروری است:

با توجه به نتایج بازرسی از خط لوله نفت در چاله ها با توجه به گزارش های حفره ای ارائه شده؛

در خط تشخیص نقص؛

در مورد شکست خوردگی خطوط لوله نفت؛

بر اساس اندازه گیری های قبلی پتانسیل حفاظتی و حالت های عملیاتی تاسیسات ECP.

5.2.3. مناطقی که آسیب خوردگی داشته اند در معرض مطالعه دقیق هستند. تمام آسیب های خوردگی باید با ارزیابی خطر خوردگی تعیین شده در مرحله اول بررسی مقایسه شود.

5.2.4. ارزیابی گذشته نگر از وضعیت عایق با توجه به مقاومت عایق محاسبه شده از داده های عملیاتی واحدهای ECP و توزیع اختلاف پتانسیل در طول خط لوله انجام می شود.

5.3. انجام کارهای الکترومتری

5.3.1. جستجوی مکان های معیوب در عایق به یکی از روش های زیر انجام می شود:

الکترود از راه دور؛

گرادیان ولتاژ DC؛

گرادیان طولی؛

گرادیان عرضی

5.3.2. اندازه گیری پتانسیل حفاظتی در طول طول توسط پتانسیل پلاریزاسیون تعیین می شود.

5.3.3. پتانسیل پلاریزاسیون با روش های مطابق با و NTD اندازه گیری می شود.

5.3.4. اندازه گیری پتانسیل حفاظت مداوم را می توان به شرح زیر انجام داد:

روش الکترود از راه دور؛

با روش اندازه گیری فشرده با استفاده از خاموش کردن امکانات ECP.

5.3.5. بر اساس اندازه گیری ها، نموداری از توزیع پتانسیل حفاظتی در امتداد خط لوله ترسیم می شود.

5.4. حل مشکلات محاسباتی برای اطمینان از ایمنی خوردگی

5.4.1. هنگام ارزیابی وضعیت فعلی عایق و پیش بینی تغییرات در پارامترهای آن، وظایف زیر حل می شود:

یک ارزیابی جامع از مقاومت در برابر جریان مستقیم آن ارائه دهید.

تعیین خواص فیزیکی و شیمیایی عایق؛

محاسبه منبع باقیمانده عایق؛

دوره بهینه عایق بندی مجدد خط لوله نفت را تعیین کنید.

5.4.2. تعیین پارامترهای امکانات ECP و پیش بینی تغییرات پارامترهای آن در طول زمان.

محاسبات بر اساس داده های اولیه انجام می شود:

پارامترهای الکتریکی تاسیسات کاتد و آج؛

مشخصات گذرنامه تسهیلات ECP;

پارامترهای ساختاری و الکتریکی زمین آند.

داده های کنترل دوره ای تاسیسات ECP.

5.4.3. ارزیابی عمر باقیمانده عناصر تاسیسات ECP انجام می شود:

برای تاسیسات حفاظت کاتدی:

زمین آند؛

مبدل کاتد;

خط زهکشی؛

زمین حفاظتی

برای تاسیسات حفاظتی زهکشی:

زه کشی؛

خط زهکشی؛

برای نصب آج - محافظ.

5.4.4. یک ارزیابی جامع از وضعیت ECP یک خط لوله نفت مطابق با معیارهای زیر انجام می شود:

امنیت عمومی؛

امنیت خط لوله در طول؛

امنیت خط لوله در طول زمان

5.5. ارزیابی وضعیت خوردگی خط لوله نفت به منظور شناسایی خورنده ترین بخش های خطوط لوله نفت انجام می شود.

5.5.1. ارزیابی با خلاصه کردن تمام داده‌های بررسی و داده‌های مربوط به حضور آسیب خوردگی انجام می‌شود. داده های خلاصه در مورد وضعیت خوردگی در فرم تعیین شده توسط NTD برای بازرسی ضد خوردگی وارد می شود.

5.5.2. خطر خوردگی با مجموع نقاطی که تأثیر عوامل خوردگی مختلف را ارزیابی می کند تعیین می شود.

5.6.2. بر اساس تجزیه و تحلیل داده ها در مورد وضعیت پوشش عایق و محاسبات عمر باقیمانده عایق، مناطق و شرایط تعمیر عایق باید اختصاص داده شود.

5.6.3. بر اساس داده های مربوط به عملکرد تاسیسات ECP و مطالعات امکان سنجی در مورد عمر باقیمانده و بهینه سازی، باید اقداماتی برای بهبود سیستم ECP برای اطمینان از حفاظت مورد نیاز در طول و زمان تعیین شود.

 

شاید خواندن آن مفید باشد:

• حدیث با دستورات حضرت محمد در موضوع خانواده;
• سوره از آسیب و چشم. قرائت دعا برای کودکان. دعا برای مناسبت های مختلف در میان تاتارها;
• ویدئویی درباره روزه گرفتن در ماه رمضان;
• فهرست ادبیات استفاده شده;
• چه نقاط قوتی باید در رزومه ذکر شود؟;
• روش های تشخیص انگیزش شخصیت;
• زیردستان چه چیزی باید بدانند؟;
• بیان احساسات خود;